Курсовая. Курсовая работа. Эффективность гидравлического разрыва пласта по Аксаковскому месторождению студенту группы 4Эд116 Зиннатуллину И. И

• Название: Эффективность гидравлического разрыва пласта по Аксаковскому месторождению студенту группы 4Эд116 Зиннатуллину И. И
• Анкор: Курсовая
• Дата: 18.05.2023
• Размер: 0.64 Mb.
• Имя файла: Курсовая работа.docx
• Тип: Документы; #1140345
• страница: 6 из 7

6 Влияние геологических факторов на эффективность ГРП

Существует ряд факторов, которые следует учитывать при проектировании процесса ГРП:

1) Литологическая характеристика пласта, а именно тип коллектора, степень сцементированности зерен, степень трещиноватости и кавернозности, степень глинистости. Из опыта ГРП по России известно, что наибольший эффект от проведения операций ГРП получается в карбонатах или сильно сцементированных песчаниках с низким содержанием глин и малой степенью трещиноватости. Неуспешные операции ГРП определялись некоторыми признаками и один из первых, это разрушение глинистых экранов и, как следствие резкое, увеличение обводненностью скважин. Наличие в пласте трещин ставит под угрозу выполнение ГРП, так как возможен уход жидкости разрыва в естественные трещины, и мы не получим никакого эффекта.

2) Литологическая неоднородность, характеризующаяся коэффициентами песчанистости, расчлененности, анизотропии. Большой эффект получается при воздействии на однородный пласт с низким коэффициентом анизотропии по проницаемости.

3) Физические свойства пласта (пористость, проницаемость). Эффект будет положительным в пластах с низкими фильтрационными характеристиками, так как при высоких данных характеристиках нет смысла проводить ГРП.

4) Наличие газовой шапки и подошвенной воды. При их близости ставится под сомнение успешность ГРП. Известно также, что во избежание прорыва воды не рекомендуется осуществление ГРП в случаях, когда раздел между продуктивным и водоносным горизонтами менее 10 м.

5) Толщина продуктивного пласта. Для направленного ГРП необходимо пласт отпакеровать двумя пакерами. Поэтому достаточно проблематично осуществление данного процесса в пластах мощностью менее 2 м.

6) Глубина залегания пласта, а точнее величина пластового давления.

7) Степень закольматированности призабойной зоны пласта. В отдельных случаях невозможно провести иные ГТМ по повышению продуктивности, кроме ГРП.

8) Степень обводненности продукции скважин, которая характеризует равномерность дренирования эффективной толщины пласта. При наличии в продуктивной толщине высоко обводненных пропластков эффективность ГРП низка.

7 Опыт и результаты применения ГРП

Основной причиной низкой эффективности эксплуатации добывающих скважин малопродуктивных залежей заключается в значительных фильтрационных сопротивлениях, возникающих между зонами нагнетания и отбора.

ГРП является, по сути, технологией, позволяющей увеличить область дренирования пласта. Без ГРП осуществляется радиальный приток жидкости, направленный к одной точке элемента - забою скважины. После ГРП создающаяся зона трещиноватости является активной дренажной системой, позволяющей увеличить удельную поверхность породы, участвующей в фильтрации.

После разрыва пласта и закрепления трещины проппантом образуется двойная среда - трещины (высокопроводящие каналы) и поровые блоки (исходная матрица породы). Фильтрация флюидов происходит аналогично и в микрообъеме пласта (в керне).

В первую очередь вытеснение нефти происходит из наиболее крупных пор, характеризующихся лучшими коллекторскими свойствами, и одновременно с этим начинается фильтрация нефти из более мелких пор в более крупные.

В случае с гидроразрывом первоначальное движение флюидов осуществляется по трещинам (высокопроводящим каналам) и одновременно с этим происходит фильтрация нефти из поровых блоков (матрицы породы) в трещины.

Запасы нефти поровых блоков, расположенные в контактной зоне с трещинами, вытесняются достаточно высокими темпами. Скорость же фильтрации флюидов из удаленных частей поровых блоков в контактную зону определяется уже параметрами исходной матрицы. Приток жидкости из удаленной области не компенсирует объема флюидов, мигрировавшего из контактной зоны в трещины.

Эти факторы обуславливают темпы затухания эффекта. Чем более уплотнен коллектор, более сложна структура его поровых каналов, чем ниже его проницаемость, тем существеннее снижение дебита жидкости добывающей скважины в процессе эксплуатации, тем меньше общая эффективность процесса ГРП.

В соответствии с вышеизложенным, при гидроразрыве изменяется неоднородность пласта по проницаемости. Чем ниже проницаемость исходной матрицы, тем выше неоднородность по проницаемости после ГРП, тем больше вероятность резкого обводнения до 90% и выше.

Высокие давления нагнетания, значительное превышение объемов закачиваемой воды над отбираемой жидкостью приводят к разрушению первоначального скелета породы.

Все эти примеры говорят о том, что при реализации ГРП необходим тщательный контроль за состоянием разработки и регулированием процесса вытеснения нефти из недр. Также необходимо отметить, что все перчисленные факторы свидетельствуют о том, что вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов даже с помощью гидроразрыва пласта в плане обеспечения приемлемых темпов отбора жидкости, благоприятной динамики обводнения, представляет собой достаточно сложный и комплексный процесс.

За период с 01.2014 по 12.2019г. на Аксаковском месторождении проведено 333 операции ГРП. За этот период из скважин , по которым была проведена операция ГРП была получена дополнительная добыча по нефти в 1019869 т. Динамика проведения ГРП и дополнительная добыча от проведения этих операций по годам приведена на рисунке 6.1., динамику дополнительной среднесуточной добычи нефти на одну скважину и суммарную дополнительную среднесуточную добычу нефти по годам более наглядно можно просмотреть на рис. 7.2.



Рисунок 7.1 - Динамика проведения ГРП и дополнительная добыча от его проведения по годам.



Рисунок 7.2 - Динамика дополнительной среднесуточной добычи нефти

Дебит скважин до ГРП изменялся от 0 до 57,4 т. по жидкости, от 0 до 11,5 т. по нефти, обводненность изменялась от 14,9% до 90,52% (по скважинам, не дающим продукцию, соответственно, 0%).

После проведения ГРП первый месяц скважины работали с дебитами жидкости от 24,4 до 132,8, по нефти от 8 до 53 и с обводненностью от 17,9% до 82,6%.

ГРП проводился, в основном, в низкодебитных скважинах (до 10 т/сут - 71,11%, всего 5 скважин (11%) имели дебит более 20т/сут по жидкости, а по нефти 95,55% скважин имели дебит до 8 т/сут), причем 16 из этих скважин продукцию не давали совсем. Скважины в которых производилась операция ГРП имели обводненность продукции, в основном, 30 - 90 % (72,4% из числа скважин, дающих продукцию), 20,7% скважин имели обводненность продукции от 10 до 30% и 6,9 (2 скважины) более 90% (соответственно из числа скважин, дающих продукцию).